Cтраница 2
Известно, что бурение скважин в сульфатных отложениях ( ангидритах и гипсах) с применением глинистых растворов сопряжено со значительными трудностями в связи с коагулирующим действием этих пород на раствор. Такие трудности возникают и при бурении в солевых отложениях. При совместном действии сульфатных пород и каменной соли глинистый раствор подвергается сложному комплексу физико-химических изменений, в результате которых его реологические и структурно-механические свойства резко ухудшаются, что нередко приводит к серьезным осложнениям в процессе бурения. Шебелинском газовом месторождении были проведены исследования по созданию и применению сульфатных и сульфатно-галоидных естественных буровых растворов, которые стали в последующем основными при разбуривании сульфатных и сульфатно-галоидных отложений. [16]
Поиски были сосредоточены на брахиантиклинальных поднятиях, не затронутых соляной тектоникой. В результате были открыты Радченковское нефтегазовое и Шебелинское газовое месторождения. Последнее связано с отложениями карбона и нижней перми и содержит около 500 млрд. м3 газа. [17]
В целом же разработка газовых залежей значительно отличается от разработки нефтяных залежей в основном тем, что вязкость газа в среднем в 100 раз меньше вязкости нефти. Вследствие этого перераспределение давлений в газовых залежах совершается гораздо быстрее, чем в нефтяных. Воронки депрессии в зависимости от коллекторских свойств залежи и фациальных замещений пласта могут быть весьма неравномерными, что, естественно, влияет на величину пластового давления в каждой скважине. Такая картина, например, прослеживается на Шебелинском газовом месторождении. [18]
В последние годы у нас в стране и за рубежом разработан целый комплекс эффективных мероприятий, позволяющих качественно изолировать продуктивные горизонты в глубоких и сверхглубоких скважинах. Однако в некоторых нефтегазовых районах страны со сложными геолого-техническими условиями не всегда удается качественно разобщить пласты друг от друга. Неблагополучное положение с разобщением продуктивных горизонтов обстояло и на нефтегазовых площадях полуострова Мангышлак. Газлинском газовом месторождении, в результате чего четыре скважины перешли в открытое фонтанирование с образованием кратеров глубиной более 100 м, а в скважинах № 5, 10, 16, 22, 23, 24, 26 и других в период ожидания затвердевания цементной суспензии и после цементирования отмечены газопроявления. По данным треста Харбурнеф-тегаз на Шебелинском газовом месторождении из 130 скважин в 115 зафиксировано межтрубное давление. В скважинах № 37, 62, 105, 107, 109, 111, 115, 150 этого месторождения, на Ефремов-ском - № 1, 3, на Павловском - № 3, 14 через 8 - 10 ч после окончания цементирования эксплуатационных колонн диаметром 146 мм давление на устье возросло до 120 кГ / см2 с дебитом газа до 30 тыс. м3 в сутки. [19]
Обычно в сводовой области залежи температура выше, чем на периферии. Поэтому восходящий конвективный поток концентрируется в центре залежи и замыкается через периферию. Возникновению именно такого направления циркуляции газа способствует вначале асимметрия теплового поля в залежи, возникающая благодаря анизотропной теплопроводности наклонно залегающих осадочных пород. Геотермическая циркуляция газа усиливает концентрацию теплового поля в сводовой части залежи. Свод нагревается интенсивнее, вследствие чего геотермический градиент лежащих выше пород увеличивается, а геотермический градиент в пределах газоносного интервала понижается. Установившиеся перепады температур между ветками циркуляционного потока достигают значительных размеров. По фактическим данным ( Шебелинское газовое месторождение) эти перепады температур достигают значений от 6 до 9 С. При таких перепадах температур, проницаемости коллектора k 0 006 д, вязкости газа ц 0 015 спз и Yep 0 2 х X Ю 3 кГ / см получим по формуле ( X. Принимая длину пути замкнутой конвекции равной 4 км при высоте этажа нефтеносности 1 км, заметим, что полный цикл совершается в течение примерно 200 лет. [20]